Standard kick circulation OBM

 We are drilling down in the well with an 1.83 sg OBM, the initial rate of penetration is 10  m/hr. While drilling the initial pump rate is set to 2000 lpm. “Constant BHP model” is used to  keep the BHP constant during the circulation, this is done by varying the choke pressure. The  pit alarm level is set to 2m³, meaning that when we register this pit gain on surface an alarm  will go off telling us to close the BOP and stop circulating.  

In this case a kick is detected and we need to shut in the well. Start by turning the pump off  and close the BOP. Then we wait until the BHP has stabilized before the choke is opened and  the kick is circulated out with a safety margin of 10 bars. The circulation rate used for 

circulating out the kick is 500 lpm. 

 From Fig. 57 we see an increase in pit gain when the kick enters the well, then it is kept  stable as the kick moves up in the well until the free gas starts to boil out and we see a clear  increase in pit volume. 

  Figure 57; Pit gain during circulation in OBM after kick detection.  

We get a decrease in choke pressure (Fig. 58) when we start to circulate out the kick, then it  keeps almost constant while the dissolved gas moves up in the well. After approximately 440  minutes there is a large increase in choke pressure, this is the point where free gas starts to  expand in the well. This increase in choke pressure is seen because we need a larger 

pressure across the choke to compensate for the decrease in the hydrostatic column in the  well. As the kick starts to leave the well through the chokeline there is a clear decrease in  choke pressure, which continues until the kick is out of the well.   

  Figure 58: Choke pressure development for a kick in OBM. 

The gas flow rate out (Fig. 59) shows the rate of free gas leaving the well. From the figure we  see that free gas will be present at the choke and mud/gas separator quite soon after the  kick is boiling out of the solution. When the free gas expands close to the surface we get a  high gas rate out. Hence, it is important to react quickly and be prepared. 

  Figure 59: Shows the gas flow rate out of the well with OBM.  

The casing shoe pressure in Fig. 60 and 61 increase when we close the BOP and stop the  pumps after 3,1 min. After 6,5 minutes the well is stable and the casing shoe pressure is  constant at  approximately 528 bar. 

  Figure 60: The casing shoe pressure. Kick circulation in OBM. 

When the well is circulating the kick up, we need to maintain the constant BHP somewhat  higher than the formation pressure. The reason for this is to avoid a new kick. A safety  margin of 10 bars is used by adjusting the choke properly. The well is circulated with a kill  rate of 500 lpm. One can observe that in this case, the maximum casing shoe pressure will be  reached just after the kick is initiated. The reason for this can be that the height of the kick is  displaced over a larger height in the beginning due to the drill collars, Fig. 62 a). When the  kick moves upward into the wider region between openhole/DC, the height of the kick will 

 reduced,  . T an be xplained by the formula given below. 

be Fig. 62 b) his c  e

            (6.1) 

Both the density for mud and for kick will be fairly constant for a kick in OBM. Therefore it is  shown that the maximum casing shoe pressure is very dependent on the height of the kick.  

  Figure 61:The casing shoe pressure, kick circulation OBM.. 

  Figure 62: a) Kick is located at DC. b) Kick is located above DC.

After 132 minutes we see that the casing shoe pressure starts to decrease (Fig. 63). This  means that the top of the kick is at the casing shoe. Here we clearly see how the casing shoe  pressure decreases as the kick is passing the casing shoe, and after 172 minutes the kick has  passed the shoe and the casing shoe pressure flattens just below 530 bars. When the kick  has passed the casing shoe the casing shoe pressure will keep constant until all of the kick is  out of the well. The casing shoe pressure is at a maximum when we start to circulate the kick  out of the well. 

  Figure 63: The casing shoe pressure development, in OBM. 

Fig. 64 shows how the BHP changes as the kick enters the well, we then get a decrease in  pressure due to a reduction in hydrostatic pressure. When the circulation is stopped and the  well is closed in there is an increase in pressure due to further inflow of hydrocarbons. Then  the pressure is held constant in a short time period before circulation is started. A safety  margin is added to the BHP to ensure that the pressure is kept above the formation  pressure. During the whole kill circulation the BHP is kept constant. 

  Figure 64: BHP when circulating a kick out in OBM.